Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows der sicheren Öl- und Gasreserven

Die folgenden Informationen wurden entsprechend den Regelungen des US-GAAP-Standards SFAS 69 und den Vorschriften der Securities and Exchange Commission ermittelt. Hiernach ist eine standardisierte Berechnung der diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows mit den jeweiligen Erlösen, Kosten und Ertragsteuersätzen vorzunehmen. Die sicheren Reserven werden mit einem Durchschnittspreis aus den jeweiligen Notierungen am Monatsersten bewertet. Die so ermittelten Werte sind mit einem jährlichen Diskontierungszinssatz von 10 % abzuzinsen.

Die ermittelten Vorhersagewerte sollten nicht als realistische Schätzung zukünftiger Cashflows ausgelegt werden. Geplante Transaktionen wie der für 2014 vereinbarte Tausch von Vermögenswerten mit Gazprom sowie der Verkauf von ausgewählten Beteiligungen auf dem britischen Kontinentalschelf in der Nordsee an die ungarische MOL-Gruppe sind nicht berücksichtigt. Außerdem kann nicht davon ausgegangen werden, dass der Gesamtwert der zukünftigen Netto-Cashflows dem aktuellen Unternehmenswert entspricht.

Die erwarteten sicheren Reserven könnten in der Zukunft erheblich von den heutigen Schätzungen abweichen. Bei der Entwicklung und Produktion der Reserven könnten zeitliche Veränderungen eintreten, und die tatsächlich realisierten Preise und Kosten könnten erheblich abweichen.

Sowohl die operativen Entscheidungen als auch die Durchführung von Investitionsprojekten der Gesellschaft beruhen nicht auf den nachstehend aufgeführten Angaben, sondern auf einer größeren Bandbreite an Reservenschätzungen sowie auf abweichenden Preis- und Kostenannahmen.

Die „standardisierte Netto-Cashflow-Berechnung“ kann neben den oben genannten Aspekten auch nicht direkt mit den übrigen Vermögensdarstellungen, die an anderer Stelle im Konzernabschluss aufgeführt sind, verglichen werden, da jeder derartige Vergleich eine Überleitungsrechnung erfordern würde.

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Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 2013 (Millionen €)

 

Deutsch-
land

Übriges Europa

Russland

Nord-
afrika/
Naher Osten

Süd-
amerika

Gesamt Gruppe

Zukünftige Umsätze

4.537

6.059

11.021

9.246

2.879

33.742

Zukünftige Produktions-/
Entwicklungskosten

2.231

3.114

2.045

2.499

1.179

11.068

Zukünftige Ertragsteuern

518

2.002

1.522

5.184

489

9.715

Zukünftige undiskontierte Netto-Cashflows

1.788

943

7.454

1.563

1.211

12.959

10 % Diskontierungszinssatz

713

185

3.063

477

446

4.884

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

1.075

758

4.391

1.086

765

8.075

At-Equity-Beteiligungen

726

835

1.561

Gesamt nach At-Equity-Beteiligungen

1.075

758

3.665

251

765

6.514

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Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows 2012 (Millionen €)

 

Deutsch-
land

Übriges Europa

Russland

Nord-
afrika/
Naher Osten 1

Süd-
amerika

Gesamt Gruppe

1

Angepasst auf Grund geänderter IFRS

Zukünftige Umsätze

4.667

2.386

9.661

10.333

2.125

29.172

Zukünftige Produktions-/
Entwicklungskosten

1.997

2.134

1.862

1.936

1.094

9.023

Zukünftige Ertragsteuern

625

131

1.295

6.891

245

9.187

Zukünftige undiskontierte Netto-Cashflows

2.045

121

6.504

1.506

786

10.962

10 % Diskontierungszinssatz

742

96

2.472

508

332

4.150

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

1.303

25

4.032

998

454

6.812

At-Equity-Beteiligungen

933

733

1.666

Gesamt nach At-Equity-Beteiligungen

1.303

25

3.099

265

454

5.146

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Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen
Netto-Cashflows 2013
(Millionen €)

 

Deutsch-
land

Übriges Europa

Russland

Nord-
afrika/
Naher Osten

Süd-
amerika

Gesamt Gruppe

Stand am 01.01.

1.303

25

4.032

998

454

6.812

Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzüglich Produktionskosten in der laufenden Periode

–416

–221

–826

–734

–188

–2.385

Nettoveränderungen von stichtagsbezogenen Verkaufserlösen und Produktionskosten

–130

–217

–207

–776

522

–808

Nettoveränderungen aus Neufunden, Erweiterungen und verbesserten Fördertechniken abzüglich dazugehöriger Kosten

9

9

Revision früherer Reservenschätzungen

133

81

1.029

486

77

1.806

Investitionen der laufenden Periode

68

343

152

27

67

657

Veränderungen der erwarteten Investitionen zukünftiger Perioden

–128

83

–170

–196

–67

–478

Kauf/Verkauf von Reserven

689

689

Nettoveränderungen Ertragsteuern

92

–55

–71

783

–157

592

Diskontierung

155

26

443

498

57

1.179

Sonstiges

–2

4

2

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

1.075

758

4.391

1.086

765

8.075

At-Equity-Beteiligungen

726

835

1.561

Gesamt ohne At-Equity-Beteiligungen

1.075

758

3.665

251

765

6.514

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Veränderung der standardisierten Berechnung des diskontierten zukünftigen
Netto-Cashflows 2012
(Millionen €)

 

Deutsch-
land

Übriges Europa

Russland

Nord-
afrika/
Naher Osten 1

Süd-
amerika

Gesamt Gruppe

1

Angepasst auf Grund geänderter IFRS

Stand am 01.01.

1.327

155

3.444

1.035

548

6.509

Verkauf von gefördertem Öl und Gas abzüglich Produktionskosten in der laufenden Periode

–448

–305

–865

–1.394

–196

–3.208

Nettoveränderungen von stichtagsbezogenen Verkaufserlösen und Produktionskosten

140

120

971

563

–50

1.744

Nettoveränderungen aus Neufunden, Erweiterungen und verbesserten Fördertechniken abzüglich dazugehöriger Kosten


–133

37



–96

Revision früherer Reservenschätzungen

89

131

332

–28

236

760

Investitionen der laufenden Periode

78

171

117

19

37

422

Veränderungen der erwarteten Investitionen zukünftiger Perioden

–62

–187

–235

–26

–83

–593

Kauf/Verkauf von Reserven

Nettoveränderungen Ertragsteuern

21

50

–144

266

–94

99

Diskontierung

159

28

375

563

56

1.181

Sonstiges

–1

–5

–6

Standardisierte Berechnung des diskontierten zukünftigen Netto-Cashflows

1.303

25

4.032

998

454

6.812

At-Equity-Beteiligungen

933

733

1.666

Gesamt ohne At-Equity-Beteiligungen

1.303

25

3.099

265

454

5.146